我國銷售電價的影響因素及中期趨勢分析

王 浩

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我國銷售電價的影響因素及中期趨勢分析

王 浩

（宜賓學院政府管理學院，四川宜賓 644000）

供求因素、定價方式、國家能源政策對我國銷售電價有著至關重要的影響。我國銷售電價大約在2017年后到達最低值，其后開始上升。

銷售電價；直接交易；輸配電價改革；清潔能源

當前我國銷售電價有兩種確定方式，一是按照原來的方式完全由國家發(fā)改委或各省級行政區(qū)發(fā)改委確定，二是通過發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)或用電單位的直接交易確定上網(wǎng)電價、在此基礎上加上電網(wǎng)輸配電價等確定。本文中的我國銷售電價即是指這兩種銷售電價與各自占我國社會用電總量權重的乘積之和。按照第一種定價方式，2014年以來，國家發(fā)改委已經兩次全國性降低燃煤標桿電價和工商業(yè)銷售電價，我國工商業(yè)銷售電價累計降幅為每度電4.8分。按照第二種定價方式，2015年3月15日，中共中央國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》即電改九號文發(fā)布，電力體制改革啟動后至今，發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)或用電單位通過電力交易機構的直接交易在年度用電量的比例逐漸提高，直接交易確定的上網(wǎng)電價一般均低于國家發(fā)改委和各級政府確定的上網(wǎng)電價；電改后我國開始了輸配電改革試點，試點省份輸配電價略有降低的情況下，與直接交易電量部分相關的銷售電價也相應降低。因此，2014年以來，我國銷售電價不斷下降。

銷售電價將來的運行趨勢如何，不僅影響著電力體制內生產者的利潤與投資，而且影響著國民經濟的增長速度和宏觀經濟的運行趨勢。銷售電價不斷下降是暫時的還是較長時期的？宏觀經濟學一般把三四年當做中期，那么2020年前的未來三四年，即我國銷售電價中期的運行趨勢如何？我國銷售電價的影響因素是哪些？對于上述這些問題的分析具有重要意義，然而關于上述研究尚屬空白，本文旨在填補這一缺陷。

一、我國銷售電價的影響因素分析

電能作為一種商品，銷售電價無疑受供求因素、定價方式、國家能源政策三種因素影響。

（一）供給與需求

銷售電價由上網(wǎng)電價、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金等組成，當前上網(wǎng)電價的確定有兩種方式，政府確定或者直接交易確定。電力作為現(xiàn)代社會經濟發(fā)展中的基礎能源和重要商品，在我國市場經濟運行和經濟增長中發(fā)揮著重要作用，銷售電價無疑受供求關系影響。一般來講，隨著經濟增長，電力需求和電力供給都會隨之增加。當經濟增長形勢較好時，社會用電需求增加較快，發(fā)電量跟不上用電量時，銷售電價上升；當經濟增長進入低速增長階段，社會用電量增加減慢，發(fā)電企業(yè)的供電潛力大于社會用電量時，銷售電價就有可能下降。

銷售電價受供給成本影響，供給成本包括發(fā)電成本、輸配電損耗、輸配電成本、政府性基金等。發(fā)電成本是上網(wǎng)電價的主要影響因素。我國電力企業(yè)主要分為煤電、水電、核電、風電、光伏發(fā)電等，煤電在我國發(fā)電總量中占絕對優(yōu)勢。經濟增長速度較快、電力需求增加時，會帶動煤電企業(yè)原料煤的價格上漲，煤電企業(yè)單位生產成本增加引起上網(wǎng)電價提高，帶動銷售電價上行；反之亦然。水電、核電、風電、光伏的發(fā)電成本主要受建造成本和技術因素影響，水電和核電的生產技術已經成熟，近年內發(fā)電成本已經穩(wěn)定，隨著風電和光伏發(fā)電的生產技術不斷進步，發(fā)電成本將不斷下降。輸配電損耗和輸配電價會隨著輸電線路長度、用戶電壓等級和負荷率、輸配電設備效率等的變化而變化。政府性基金包括城市公用事業(yè)建設費、農網(wǎng)還貸資金、國家重大水利工程建設基金、可再生能源附加等，其中某些會隨著政府稅費改革逐漸消失或降低。但是我們研究的時期只有三四年，假定輸配電損耗、政府性基金中除可再生能源附加外，其他因素均不變，因此只研究發(fā)電成本、輸配電價和可再生能源附加對供電成本的影響。

（二）定價方式

2015年電改前，電網(wǎng)企業(yè)以政府確定的上網(wǎng)電價向發(fā)電企業(yè)購買電力，經過電網(wǎng)的輸電、配電后把電力以銷售電價出售給用電部門或個人，電網(wǎng)在電力系統(tǒng)中處于核心和壟斷地位。銷售電價由政府確定的上網(wǎng)電價、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金等部分構成，各地區(qū)發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價和銷售電價由國家發(fā)改委或各省級行政區(qū)發(fā)改委確定，電網(wǎng)企業(yè)以銷售電價減去政府確定的上網(wǎng)電價、輸配電損耗等之差作為輸配電價獲得經營收益。這是我國銷售電價的第一種定價方式即政府定價。2015年3月15日《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》的發(fā)布標志著電力體制改革的啟動，新一輪電改確定了“管住中間、放開兩頭”的體制框架，“中間”是指具有自然壟斷屬性的輸配電網(wǎng)絡。管住中間，政府就要管住輸配電價；“兩頭”主要指發(fā)電和售電兩個競爭性環(huán)節(jié)，放開兩頭，政府要放開價格、放開發(fā)用電計劃。按照新一輪電力體制改革的邏輯框架，需要形成獨立的輸配電價；需要放開售電側，形成多元購售電主體；需要組建地方市場交易機構；需要放開發(fā)用電計劃[1]。2015年10月15日發(fā)布的《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》中明確，到2017年，競爭性領域和環(huán)節(jié)價格基本放開，政府定價范圍主要限定在重要公用事業(yè)、公益性服務、網(wǎng)絡型自然壟斷環(huán)節(jié)。到2020年，市場決定價格機制基本完善，科學、規(guī)范、透明的價格監(jiān)管制度和反壟斷執(zhí)法體系基本建立，價格調控機制基本健全。電改后至今我國已經成立了33個區(qū)域級或省級電力交易機構[2]，發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)或用電部門在電力交易機構內直接交易確定上網(wǎng)電價，直接交易電量占年度發(fā)電量的比例將會越來越大。同時，我國2014年就開始了深圳蒙西輸配電價改革試點，電改后已經擴展到17個省級電網(wǎng)和華北區(qū)域電網(wǎng)，2017年底后輸配電改革覆蓋全國，電網(wǎng)企業(yè)此后將完全按照規(guī)定的準許成本加合理收益收取過路費作為輸配電價。按照這種定價方式，銷售電價就等于直接交易確定的上網(wǎng)電價加上國家新規(guī)定的輸配電價、輸配電損耗、政府性基金等的總和。這是第二種定價方式即市場定價。從電力供給與電力需求的對比傳導到銷售電價的過程來看，兩種定價方式是不同的，第一種是行政過程，第二種是市場過程，第二種定價方式對于供求對比的反應無疑較為迅速直接與準確。

（三）國家能源政策保障清潔能源不斷替代煤電

隨著人類社會經濟增長，環(huán)境保護受到全世界關注。伴隨經濟高速增長和工業(yè)化的加快，我國多項主要能源消耗總量和多項主要污染物排放總量居世界首位，單位GDP能耗遠超世界平均水平，當前我國已經成為世界上最大的能源消費國和最大的污染排放國。2006年，我國向全世界承諾，到2030年單位GDP的CO2排放比2005年下降60%～65%[3]。我國把單位GDP能耗和主要污染物排放總量的減少比例這類約束性目標，納入十一五后國家及各省市縣的國民經濟和社會發(fā)展五年規(guī)劃和年度計劃，對各級政府和相關企業(yè)在總的約束性目標中的責任進行層層分解，制定頒布了多個支持節(jié)能減排的法律政策，完善強化了監(jiān)督考核問責懲罰的監(jiān)管機制，形成了一個有效落實節(jié)能減排目標的法律政策體系。電力行業(yè)是節(jié)能減排的重要領域，由于煤電獨大及煤電的高能耗與污染性，按照國家節(jié)能減排的統(tǒng)一部署，2006年起我國一方面關停污染和能耗高的小火電機組，一方面頒布眾多法律政策文件鼓勵以清潔能源發(fā)電替代煤電，煤電在我國總發(fā)電量的比例由2007年的78%降為2015年的67%，而清潔能源發(fā)電占比則從18%提升至27%。2015年出臺的電改九號文繼承了上述以清潔能源替代煤電的政策，這一點集中體現(xiàn)在電改九號文的配套文件《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》，其主要原則規(guī)定：堅持節(jié)能減排和清潔能源優(yōu)先上網(wǎng)。在確保供電安全的前提下，優(yōu)先保障水電和規(guī)劃內的風能、太陽能、生物質能等清潔能源發(fā)電上網(wǎng)，促進清潔能源多發(fā)滿發(fā)。具體規(guī)定包括：（1）優(yōu)先發(fā)電適用范圍。為便于依照規(guī)劃認真落實可再生能源發(fā)電保障性收購制度，納入規(guī)劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發(fā)電優(yōu)先發(fā)電；為減少煤炭消耗和污染物排放，水電、核電……優(yōu)先發(fā)電，以上原則上列為二類優(yōu)先保障。（2）建立優(yōu)先發(fā)電制度。擁有分布式風電、太陽能發(fā)電的用戶通過供電企業(yè)足額收購予以保障，目前不參與市場競爭。通過留足計劃空間保障優(yōu)先發(fā)電。各地安排年度發(fā)電計劃時，充分預留發(fā)電空間。其中，風電、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電等按照資源條件全額安排發(fā)電，水電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定發(fā)電量，核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發(fā)電。

從上述政策可以看出，與煤電相比，水電、核電、風電、光伏發(fā)電（太陽能發(fā)電）等清潔能源電力在年度發(fā)電計劃、發(fā)電上網(wǎng)、電力交易中處于優(yōu)先地位，國家對上述清潔能源發(fā)電的保障程度遠遠高于非清潔能源的煤電。上述清潔能源電力將不斷替代煤電，在我國年度發(fā)電量中的比重會不斷提高。比較當前不同能源的發(fā)電成本及政府確定的上網(wǎng)電價，水電略低于煤電，核電與煤電基本相當，風電、光伏發(fā)電等可再生能源則遠高于煤電。我國可再生能源法第二十條規(guī)定，電網(wǎng)企業(yè)依照確定的上網(wǎng)電價收購可再生能源電量所發(fā)生的費用，高于按照常規(guī)能源發(fā)電平均上網(wǎng)電價計算所發(fā)生費用之間的差額，由在全國范圍對銷售電量征收可再生能源電價附加補償。可再生能源電價附加屬于政府性基金，是銷售電價的組成部分。由此可見，清潔能源取代煤電會從發(fā)電成本、上網(wǎng)電價和可再生能源附加兩方面影響我國整體銷售電價。

二、當前我國銷售電價不斷降低的原因分析

基于以上三種影響因素，對當前銷售電價下行的原因進行分析，包括以下三點原因。

（一）電能供大于求、煤電發(fā)電成本下降是當前我國銷售電價下行的根本動力

從電能需求方面來看，當前我國經濟增長速度下降，社會用電量增加速度降低。自2011年起我國經濟增長速度不斷下滑，2011—2015年我國GDP增長速度分別為9.5%、7.9%、7.7%、7.7%、6.9%，社會用電量增速逐年降低，2014年和2015年全社會用電量分別為55 232千瓦時和55 500千瓦時，年度增速分別為3.77%和0.5%；而從電能供給方面來看，2015年全國6 000千瓦及以上電廠發(fā)電設備平均利用小時只有3 969小時，同比下降349小時，全國發(fā)電設備延續(xù)了近年來設備利用小時數(shù)逐年下滑的趨勢[4]。僅2015年火電裝機容量發(fā)揮合理效力便可增加電力供給11 530萬千瓦時?？梢?，電能供給遠大于需求。

經濟增長速度和社會用電量的下降引起煤炭需求和煤炭價格大幅下降，煤電企業(yè)生產成本下降，在煤電占我國發(fā)電量70%左右的情況下，煤電的發(fā)電成本下降帶動銷售電價的下降。以具有代表性的環(huán)渤海地區(qū)動力煤（環(huán)渤海地區(qū)發(fā)熱量5 500大卡動力煤的綜合平均價格）為例，2011年10月26日至11月1日，環(huán)渤海地區(qū)動力煤的綜合平均價格報收853元/噸，2015年5月20日，秦皇島海運煤炭交易市場發(fā)布的環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)報收于414元/噸，下滑439元/噸，下滑了51.47%。價格的大幅下滑造成80%煤炭企業(yè)虧損。隨著2016年1月后我國供給側結構改革和煤炭行業(yè)去產能政策的實施，2016年6月我國煤炭價格才開始回升，10月26日，環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)報收593元/噸，較年初371元/噸上漲了222元/噸，累計漲幅達到了59.8%[5]。通過對比可以看到，盡管當前我國煤價回升，較2011年前后的煤炭價格仍然下降很多。

（二）政府確定的銷售電價、直接交易電價或改革試點地區(qū)的輸配電價，均較前下降

當前電力供多需少，為了刺激企業(yè)投資和恢復國民經濟增長活力，國家發(fā)改委先后兩次同時降低全國范圍內的煤電企業(yè)上網(wǎng)電價和工商業(yè)銷售電價，各省級行政區(qū)的發(fā)改委紛紛效仿，省級行政區(qū)內電價降低幅度、次數(shù)甚至大于國家發(fā)改委。電力體制改革啟動后，我國相繼成立了33家電力交易中心，當前除海南省外各省均至少有一個交易中心。當前直接交易電量占全社會用電量比例還很小，供多需少的情況下，多地的直接交易電價均較政府確定的上網(wǎng)電價下降。從公開的數(shù)據(jù)來看，與政府確定的標桿電價相比，云南省2015年直接交易電量平均每度降低了0.108元,廣東省2016年5、6月的交易電價降低了0.1元，山西省2016年7月直接交易電量的均價甚至下降了0.14元，山東省2016年4月降價幅度最小，也降低了5分錢[6]。從已經公開的我國輸配電價改革試點資料來看，與2014年相比，2015年深圳市電網(wǎng)的輸配電價每度電降價1.23分[7]，云南省電網(wǎng)輸配電價的降價水平為每度電1.01分[8]。無論是政府確定的銷售電價還是直接交易電價或者試點省份的輸配電價，都帶動我國當前銷售電價整體下降。

（三）清潔能源替代煤電，對銷售電價整體影響不大

國家鼓勵清潔能源不斷替代煤電，水電企業(yè)年發(fā)電設備平均利用小時則從3 318上升到3 621，水電發(fā)電量占比從15.0%提高到17.7%。自2016年3月起我國相繼成立了33家電力交易中心，但是當前通過直接交易的電量所占比仍然很小，輸配價改革基本處于改革試點階段，我國銷售電價主要由政府確定的上網(wǎng)電價決定。從表1可以看出，2013—2015年，我國火電占比從80.4%降低到74.9%，水電發(fā)電占比從15%提高到17.7%，核電從2.1%提高到3%，風電從2.3%提高到3%。水電上網(wǎng)電價低于煤電，核電與煤電上網(wǎng)電價相當，風、光伏的上網(wǎng)電價約為煤電的1.5倍和3倍。在當前水、核、風、光伏替代煤電為主的火電過程中，由于水電替代比例較大而風電、光伏發(fā)電替代比例較小，因此這一替代過程對我國平均上網(wǎng)電價產生的影響很小。

表1 我國水、火、核、風、光伏發(fā)電百分占比變化（2013—2020）

三、我國中期銷售電價運行的趨勢分析

同樣基于影響銷售電價的三個因素，對我國中期銷售電價的運行因素進行分析。

（一）中期來看，我國電力供求趨勢仍然呈現(xiàn)供大于求

我國電力供給將維持較高速度增長，而電力需求遠遠小于電力供給。我們從對2020年全社會發(fā)電量和2020年全社會電力需求量的預計來分析這一問題。

從滿足需求方估算2020年全社會發(fā)電量。當前國內對電力需求的預測主要可以分為兩種方法，第一種是彈性系數(shù)法，第二種是需求函數(shù)法[9]。以需求函數(shù)法估計，需要時間跨度長的變量年度數(shù)據(jù)以便建立需求函數(shù)模型，才能較為準確的預測將來的電力需求量?？紤]到2012以來我國經濟增長速度和我國全社會用電量增加速度均較以前大幅下降，我國經濟進入低速增長的新常態(tài)，進入新常態(tài)拐點后的時間序列的年份數(shù)據(jù)較少，運用需求函數(shù)法難以準確估計，因此采用彈性系數(shù)法估計2020年全社會用電量。電力消費彈性系數(shù)＝用電量年增長率／GDP年增長率。2013—2015年，全社會用電量年度增長率分別為7.7%、3.77%、0.5%，而我國經濟增長速度分別為7.7%、7.3%、6.9%，年度電力消費彈性分別為1、0.51、0.07，近三年電力需求彈性均值為0.5。本文假定2020年前電力消費需求彈性為0.5，考慮到我國經濟進入新的低速增長階段，假定在此時期年度經濟增長速度為7%，結合2015年全社會用電量為55 500億千瓦時，假定6%的線損率，以此計算，則滿足2020年我國全社會用電需求的發(fā)電量為70 124億千瓦時，較2015年增加13 940億千瓦時。

表2 滿足需求方的2020年發(fā)電量

2020年前全社會電力供給量預測。2015年，全口徑發(fā)電裝機容量中，全部150 637萬千瓦，水、火、核、風、光伏裝機容量分別為31 937萬千瓦、99 021萬千瓦、2 608萬千瓦、1.29億千瓦、4 318萬千瓦，按照國務院發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014—2020年）》，到2020年，力爭常規(guī)水電裝機達到3.5億千瓦左右，核電裝機容量達到5 800萬千瓦，風電裝機達到2億千瓦，光伏裝機達到1億千瓦左右。與2015年相比，水、核、風、光伏各類裝機容量分別增加3 000萬千瓦、3 200萬千瓦、7 000萬千瓦、5 680萬千瓦。按照我國生產技術能力，顯然很容易實現(xiàn)這樣的目標。據(jù)統(tǒng)計，截止到2016年1月，在建煤電項目1.9億千瓦；另有約6 200萬千瓦煤電項目通過審批，但尚未開工建設[10]。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，如果不考慮送出影響，火電合理利用小時為5 500小時，水電3 300小時，風電2 000小時，核電7 000小時，光伏1 500小時。以此計算，僅2015年我國發(fā)電裝機總容量發(fā)揮合理效力便可年生產電力約70 059億千瓦時，基本滿足2020年對于發(fā)電的需求量。按照平均三年建設期算，僅以2015年在建的煤電項目1.9億千瓦作為2020年火電裝機增加量，2020年我國水火核風光伏發(fā)揮合理效力就可以再增加約16 000億千瓦時發(fā)電量。我國電力供給能力將大大超過需求。同時，我國實施的供給側改革及煤炭行業(yè)去產能政策引起當前煤電企業(yè)的燃料成本上升，盡管煤價不可能大幅上升，考慮到政策的延續(xù)性，這一政策制約了銷售電價將來下降的幅度。

（二）定價方式的改變將使供大于求更快地反應到銷售電價上

2015年10月15日發(fā)布的《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》中明確，至2017年除公用事業(yè)、公益性服務、網(wǎng)絡型自然壟斷環(huán)節(jié)等外，競爭性領域和環(huán)節(jié)的電力價格基本放開，至2020年，電力市場決定價格的機制基本完善?？梢灶A期，電力體制改革之后，一方面，通過電力交易機構直接交易的電量將在年度總發(fā)電量中占越來越大的比重，相較于政府定價，電能供求對比的局面將更快地反映于上網(wǎng)電價。占發(fā)電總量比例逐漸增加的直接交易電量部分上網(wǎng)電價的變化，也會對于仍由國家發(fā)改委或者各省發(fā)改委確定的非直接交易計劃電量部分的上網(wǎng)電價和銷售電價，產生更大的影響。然而，忽略煤炭的運輸成本等，僅以煤炭的購買成本代表燃料成本，即以2016年10月環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)593元/噸作為燃料成本，以燃料成本占煤電企業(yè)生產成本60%～70%的來計算，我國當前煤電企業(yè)每度電的最低生產成本為0.34～0.40元之間，與當前略低于0.40元的全國煤電平均標桿電價相比只有幾分錢的差距?？紤]到我國供給側改革的特殊性和煤炭行業(yè)去產能政策的延續(xù)性，將來煤價盡管不會進一步較大幅度上升，但將來降價幅度也受到限制，將來直接交易部分電量的平均電價與當前略低于0.40元的煤電標桿電價相比，也只在幾分錢的空間；另一方面，從深圳、云南省輸配電價等改革試點地區(qū)公開的資料來看，我國輸配電價下降空間非常有限，僅為每度電1分錢左右。綜合考慮，直接交易電量的比例增加和輸配電價改革顯然有助于推動我國銷售電價的下降，但對我國銷售電價下行的拉動作用有限。2017年后一兩年內，我國電力市場基本建立，直接交易電量占我國發(fā)電量與售電量的比例基本接近峰值，輸配電價改革也已基本完成，2018年后兩因素對我國銷售電價的影響很難進一步加大。

（三）清潔能源對于煤電的替代將會提高銷售電價

按照國家節(jié)能減排的要求可以預計，清潔能源發(fā)電在年度發(fā)電量和年度用電量中的比重將越來越大。當前水電開發(fā)潛力已經所剩不多，水電占比較前下降，核風光伏替代煤電的比例將不斷增加。由表1可以看出，2020年我國水火核風光伏發(fā)電占比將分別達到15.8%、69.6%、6.0%、5.7%、2.14%，水電火電占比分別降低1.9%和5.3%，核電、風電、光伏發(fā)電占比分別提高3%、2.7%、1.45%，當前核電生產技術已經比較成熟，生產成本和價格趨于穩(wěn)定。隨著生產規(guī)模技術的進步，風、光伏的發(fā)電成本和上網(wǎng)電價均會逐漸降低，然而從國家發(fā)改委2015年12月發(fā)布的文件可以看到，對2016年和2018年的我國四類資源區(qū)核準備案的風電項目上網(wǎng)標桿電價進行同類比較，2018年僅比2016年低兩三分錢，2018年的價格在0.44～0.58之間；2016年核準備案的三類資源區(qū)光伏發(fā)電項目的上網(wǎng)標桿電價仍然在0.80～0.98元間，平均上網(wǎng)標桿電價僅比2015年降低幾分錢[11]，可以預見近三四年內風、光伏的標桿電價下降幅度有限，就2016—2020年期間投資生產的核、風、光伏發(fā)電與煤電的平均發(fā)電成本和平均上網(wǎng)電價的比例關系而言，核電和煤電基本相當，風、光伏發(fā)電仍然高于煤電。因此可以看出，清潔能源對于煤電的替代將會阻止我國銷售電價的降低或提高我國銷售電價。

綜上所述，就中期而言，我國銷售電價將在經過一段時間的下降后，大約在2017年后的某一時間段到達最低值，以后將緩慢回升。

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[5] 李朝林.煤價下降過半 效益全面塌陷[EB/OL].http://finance.sina.com.cn/money/future/fmnews/20150522/101222242351.shtml.

[6] 全國已成立33家電力交易中心 他們都在做什么？[EB/OL].http://solar.ofweek.com/2016-09/ ART-260009-8420-30040884.html.

[7] 葉澤.當前我國輸配電價改革成效、問題及對策[J].價格理論與實踐，2016（2）：35-42.

[8] 劉萬里.發(fā)改委介紹輸配電價改革有關情況：實錄[EB/OL].http://finance.sina.com.cn/china/gncj/2016-03-29/doc-ifxqswxk9804821.shtml.

[9] 林衛(wèi)斌，陳彬，俞燕山.“十二五”及2020年電力需求預測研究[J].中國人口·資源與環(huán)境，2011（7）：1-6.

[10] 袁家海.十三五煤電規(guī)劃調控政策還需“系統(tǒng)性升級”[N].中國能源報，2016-06-22.

[11] 關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知[EB/OL].http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201512/t20151224_768582.html.

（責任編輯：于開紅）

An Analysis of the Influencing Factors of China’s Selling Price of Electricity And Its Mid-term Trend

WANG Hao

Supply and demand, pricing method and national energy policy have a crucial impact on China’s selling price of electricity. China’s selling price of electricity may hit the lowest level in a particular period after 2017 and then begin to rise.

selling price of electricity; direct dealing; transmission and distribution electricity price reform; clean energy

F714.1

A

1009-8135（2017）05-0020-06

2017-06-03

王 浩（1973—），男，陜西咸陽人，宜賓學院政府管理學院副教授，經濟學博士，主要研究電力體制改革及電價運行趨勢。